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Universidad Nacional Autónoma de México 
 
 
 
 FACULTAD DE INGENIERÍA 
DIVISION DE INGENIERÍA EN CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
 
“FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA 
PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS” 
 
TESIS 
PARA OBTENER EL TÍTULO DE: 
INGENIERO PETROLERO 
QUE PRESENTAN: 
DANIELA CÁRDENAS HERNÁNDEZ 
VÍCTOR MANUEL GARCÍA VALLADARES 
 
 
DIRECTOR DE TESIS: 
M.C. CARLOS A. MORALES GIL 
 
México D.F. Ciudad Universitaria 2013
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
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FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
Agradecimientos 
A mi mami hermosa Patricia Hernández Gálvez, no sólo por darme la vida, si no 
también por todo lo que me ha enseñado durante toda mi vida, por quererme, por 
ser la mejor amiga, consejera y confidente que alguien pueda tener. Mami créeme 
que sin ti no sería el ser humano que soy, has sabido ser mi guía y mi ejemplo. 
Gracias por todo tu cariño, paciencia, amor y cuidados, por ser tan única y por 
dejar que vuele libremente para cumplir mis sueños y mis metas, por 
acompañarme en cada uno de mis triunfos y también de mis fracasos de los cuales 
me he podido levantar y seguir adelante gracias a ti, por que tu me has 
demostrado que no hay que darnos por vencidos nunca y que cuando uno 
realmente quiere se puede, sin importar los múltiples obstáculos que se nos 
presenten en la vida. TE AMO. Gracias simplemente por ser la mejor mami del 
mundo. 
A mi papi José Antonio Cárdenas Rivero, por quererme y apoyarme en cada una 
de las decisiones que he tomado durante mi vida, por estar presente cuando más lo 
he necesitado, por escucharme, aconsejarme y no criticar lo que decido. Te amo 
papi. Gracias por alentarme a seguir adelante. 
A mi abuelito Adalberto Hernández, porque sin duda no hay mejor abuelo que 
usted, por cada una de las anécdotas e historias que me ha contado, que sin duda 
llevo en mi mente, por cuidarme y quererme como me ha querido siempre. Gracias 
por confiar en mí. Lo admiro por el gran ser humano que es y los valores que de 
usted he aprendido. Lo amo papá Beto. 
A mi mamá Fanny †, hace cinco años juntas iniciamos este sueño que hoy cumplo 
y sé que desde el cielo usted está feliz de ver que se culmina. Siempre voy a 
extrañarla y quererla, pero sé que siempre me cuida, y está presente en cada 
momento de mi vida; de verdad siempre me hará falta, sus pláticas, cariño y 
abrazos los tengo presentes. Esta meta que hoy cumplo se la dedico, por que se que 
desde donde se encuentra me estará cuidando y acompañando toda mi vida. 
A Víctor Manuel García Valladares, por estar presente en mi vida, por todo lo que 
me has enseñado durante todo este tiempo que llevamos juntos, las risas, alegrías, 
buenos y malos momentos. Gracias por compartir este sueño conmigo, por aceptar 
el reto de la tesis, por tu insistencia para terminarla, por el gran ser humano que 
eres. He aprendido muchas cosas de ti, eres un ser humano al que admiro por los 
grandes valores que tienes y espero que siempre conserves. Te quiero. 
A toda mi familia, por que cada uno de ustedes han sido parte de este sueño que 
inicié hace cinco años. A mis tíos Eduardo Hernández y Carlos Hernández, por 
que sin su apoyo no podría decir que por fin culmina esta etapa de mi vida, 
FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
gracias tíos por todo su amor, apoyo, consejos y preocupación que han demostrado 
siempre por mi, los admiro y los quiero mucho. A mis primos Denise, Roberto, 
Jessica, Citlalhy, Alejandra, Siobhan y Nathalia, porque sin ustedes no tendría con 
quien compartir mis alegrías y tristezas, porque han hecho que cada una de mis 
vacaciones sean maravillosas e inolvidables, porque me daban ánimos y me 
recargaban de energía para iniciar un semestre más de mi carrera, los amo!!!! 
A mis amigas Sofía, Rebeca y Paola, porque aunque la distancia nos separe sé que 
siempre estaremos juntas, y nuestra amistad será capaz de sobrevivir al tiempo y 
la distancia. Gracias amigas por compartir mis logros, por llorar y emocionarse y 
alegrarse por mí con esto. Las quiero mucho ustedes saben que siempre podrán 
contar conmigo. 
A mis amigos de carrera Jorge Varela, Karenina Del Angel, Alberto Montesinos, 
Juan Carlos Pérez, Fidel Toquero, Juan Carlos Medina, Karen Meza, Alan Sotelo, 
Ariel Cervantes, Mario Campos, Osvaldo Beltrán, Germán Velnezqui por cada uno 
de los momentos compartidos en clase y fuera de ella, por hacer que los días en la 
universidad fueran menos pesados, por hacerme reír tanto pero sobre todo por 
permitirme ser parte de su vida. Gracias los quiero. 
A mi director de tesis Carlos A. Morales Gil, por creer en mi, por tanto apoyo, 
tiempo y paciencia para la realización de este trabajo. Usted es un gran ser 
humano que como se lo dije una vez admiro por que a pesar de sus múltiples 
ocupaciones siempre tiene un espacio para sus alumnos. He aprendido de usted 
que no importa en que lugar nos encontremos la humildad y el carisma son algo 
que debe identificarnos. Gracias por todo Maestro. En verdad lo apreció. 
Al ingeniero Edmundo Rivera por su tiempo, apoyo y dedicación a este trabajo. 
Muchas Gracias. 
Al Ing. Mario Becerra por todo lo que me enseño en sus clases y consejos que me 
dio. 
A mis sinodales Dr. Néstor Martínez, M.I José A. Gómez Cabrera, e Ing. Cristina 
Avilés por su apoyo en este trabajo. 
A todos mis profesores y al departamento de Ingenieria Petrolera por todo su 
apoyo. 
A la Universidad Nacional Autónoma de México por darme la mejor educación 
que pude recibir. 
Daniela Cárdenas Hernández 
FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
Agradecimientos 
A mi mamá por darme todo el apoyo necesario para poder terminar la carrera, 
así como el brindarme todo su amor, tiempo y dedicación a lo largo de mi vida. 
A mi papá por brindarme el apoyo durante mi carrera. 
A mi familia por ser parte de vida, y brindarme grandes momentos. 
A nuestro director de tesis M.C. Carlos Morales Gil por apoyarnos para poder 
culminar nuestra etapa universitaria, así como el conocimiento que nos heredó 
durante su asignatura. 
Al Dr. Nestor Martinez por brindarme un gran conocimiento y visión durante 
dos ciclos escolares. 
A mis sinodales M.I José Ángel Gómez Cabrera, Ing. Mario Becerra y la Ing. 
Cristina Avilés. 
A las personas con las cuales compartí mi estancia en la UNAM, amigos 
conocidos, profesores, coordinadores, etc. 
A mi compañera de tesis que es parte importante de este trabajo. 
 
 
Víctor Manuel García Valladares 
 
 
 
 
 
 
 
 
FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
RESUMEN 
Los yacimientos de hidrocarburos en aguas profundas son de gran importancia para la industria 
petrolera, puesto que representan un volumen importante de reservas a nivel mundial, sin 
embargo su descubrimiento y desarrollo implican un gran reto técnico, económico y ambiental. 
En la perforación en aguas profundas es indispensable el uso de instalaciones con una alta 
capacidad de estabilidaden el mar ya que, debido a la ubicación de estos yacimientos se 
presentan factores ambientales que ponen en riesgo las operaciones que se quieren llevar a cabo. 
Los procesos de producción y transporte de hidrocarburos en grandes tirantes de agua necesitan 
de la implementación de herramientas y equipos especiales que soporten la carga hidrostática 
que ejerce el mar sobre ellas, y de una gran eficacia para llevar a los hidrocarburos hasta la 
superficie, así mismo se requiere de metodologías adecuadas para poder controlar problemas en 
los ductos por las diferentes causas que se presentan a dicha profundidad, dentro de las que se 
encuentran la baja temperatura, corrosión, paso de los fluidos, etc. 
Desde el 2004 México ha realizado descubrimientos de yacimientos importantes en aguas 
profundas, con lo cual ha podido incrementar las reservas de hidrocarburos con las que cuenta. 
Por esto, es necesario estar inmersos sobre las operaciones y equipo que son utilizadas en aguas 
profundas para explotar de manera adecuada y eficiente estos campos, tomando en cuenta el 
daño que se puede ocasionar al medio ambiente en caso de realizar una operación de manera 
incorrecta. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
ABSTRACT 
 
Hydrocarbon reservoirs in deep water are of great importance to the oil industry, because they 
represent a significant volume of reserves in the world, but the discovery and development 
involve a great technical challenge, economic and environmental. 
In deepwater drilling is essential to use installations with high stability in the sea, because, due to 
the localization of these reservoirs is common to present environmental factors that jeopardize 
the operations are to be carried out. 
Production processes and transport of hydrocarbons in deep water require large deployment of 
special tools and equipment to endure the hydrostatic head exerted by the sea upon them, and 
high efficiency to bring the hydrocarbons to the surface, also suitable methodologies are required 
to monitor for problems in the different ducts causes said depth are presented, among which are 
low temperature, corrosion, passage of fluids, etc. 
Since 2004, Mexico has made significant oil discoveries in deep water, which has been able to 
increase hydrocarbon reserves with which account. For this is necessary be immersed on 
operations and equipment that are used to produce properly and efficiently deepwater basins, 
taking into account the damage it can cause to the environment in case of an operation 
incorrectly. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
 Índice 
 
Resumen Vi 
Abstract Vii 
Introducción 1 
1. Principios de la Explotación en Aguas Profundas 4 
1.1. Definición de aguas profundas 4 
1.2. Localización de aguas profundas en el mundo 5 
1.3. Descubrimientos mundiales en aguas profundas 6 
1.4. Reservas y producción de EUA, Noruega, Brasil y México en aguas profundas 10 
1.5. Provincias petroleras mexicanas en aguas profundas. 11 
1.5.1. Cinturón Plegado Perdido 12 
1.5.2. Provincia de las Cordilleras Mexicanas 12 
1.5.3. Salina del Golfo Profundo ó Cuenca Salina del Istmo 13 
1.5.4. Cinturón Plegado Catemaco 14 
1.6. Exploración de hidrocarburos en aguas profundas 15 
1.6.1. Prospección geofísica 16 
1.6.1.1. Perfil sísmico vertical 17 
1.6.1.2. Implementación de gravimetría y magnetometría a la exploración 
petrolera en aguas profundas 18 
1.7. Planeación de la explotación de yacimientos en AP 19 
 
2. Perforación en Aguas profundas 24 
2.1. Instalaciones superficiales de perforación 24 
2.1.1. Evolución de las instalaciones marinas 24 
2.1.2. Instalaciones superficiales de perforación para Aguas Profundas 27 
2.1.2.1. Plataforma de piernas tensionadas (TLP) 27 
2.1.2.2. Plataforma Spar 28 
2.1.2.3. Plataforma semisumergible 29 
2.1.2.4. Barcos perforadores 30 
2.1.3. Sistemas de control de movimiento 31 
2.1.3.1. Sistema de anclaje 31 
2.1.3.2. Sistema de posicionamiento dinámico 32 
2.2. Operación de instalación de tubería conductora 33 
2.2.1. Método de Jetting 34 
FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
2.2.2. Instalación con apoyo de martillo hidráulico 35 
2.2.3. Instalación vía torpedo 37 
2.3. Instalación de equipo en lecho marino 39 
2.3.1. Instalación del cabezal del pozo 39 
2.3.2. Instalación del preventor 40 
2.4. Métodos de perforación en aguas profundas 40 
2.4.1. Perforación con riser 40 
2.4.1.1. Elementos del riser 42 
2.4.1.2. Perforación con BOP superficial 43 
2.4.2. Perforación sin riser 45 
2.4.2.1. Ventajas de perforar sin riser 47 
2.5. Consideraciones que deben tenerse en cuenta al perforar 49 
2.5.1. Presión de poro y fractura 49 
2.5.2. Doble gradiente de fluido de control 50 
2.5.3. Sistemas de control 51 
2.5.3.1. Preventor submarino 52 
2.6. Cementación de pozos 54 
2.6.1. Cementación en aguas profundas 54 
2.6.2. Factores que afectan la cementación en aguas profundas 55 
2.7. Equipos adicionales necesarios para la perforación 57 
2.7.1. Barcos de apoyo 57 
2.7.2. Vehículos operados remotamente 58 
 
3. Terminación en Aguas Profundas 60 
3.1. Lavado del pozo 62 
3.2. Aparejo de producción 63 
3.2.1. Colgador de tubería 64 
3.2.2. Válvulas de seguridad subsuperficial 66 
3.2.3. Sistema de aislamiento tubería de revestimiento-tubería de producción 68 
3.2.3.1. Empacador de producción 68 
3.2.3.2. Fluido empacador 71 
3.3. Disparos 71 
3.4. Árbol submarino de prueba 74 
3.5. Tipos de terminación para el control de arena 75 
3.5.1. Terminaciones en agujero descubierto con cedazos 76 
3.5.2. Terminación con empacador de grava 77 
3.5.3. Terminación de fracturamiento y empaque 79 
3.5.4. Terminación con fracturamiento de agua y empaque de grava 81 
3.6. Terminación inteligente 81 
3.7. Soluciones no convencionales a trabajos de terminación y reparación 83 
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4. Producción en Aguas Profundas 85 
4.1. Sistemas flotantes de producción 85 
4.1.1. FPSO 85 
4.2. Equipo de producción submarino 87 
4.2.1. Árbol submarino 87 
4.2.1.1. Árbol seco para aguas profundas 89 
4.2.2. Manifold submarino 90 
4.2.2.1. Operación de instalación del manifold 94 
4.2.2.2. Manifold de levantamiento artificial 96 
4.2.3. PLEM 97 
4.2.4. PLET/FLET 99 
4.2.5. In-line sled 100 
4.2.6. Jumper 100 
4.2.7. Cable umbilical 102 
4.2.8. Sistema de control 103 
4.3. Líneas de flujo 105 
4.3.1. Tendido de tuberías 105 
4.3.1.1. Tendido S 105 
4.3.1.2. Tendido J 106 
4.3.1.3. Transportación especial de las tuberías 107 
4.3.1.4. Instalación de tuberías por técnicas de remolque 107 
4.4. Riser de Producción 110 
4.4.1. Riser de acero en catenaria (SCR) 110 
4.4.1.1. Lazy wave 111 
4.4.2. Riser tensionado 112 
4.4.3. Riser flexible 114 
4.4.4. Risers híbridos 115 
4.5. Procesamiento submarino 116 
4.5.1. Bombeo submarino 118 
4.5.2. Separación submarina 119 
4.5.3. Compresión submarina 121 
4.6. Sistemas de producción artificial 121 
4.6.1. Sistemas de producción artificial en el pozo 121 
4.6.1.1. Bombeo electrocentrífugo 1214.6.1.2. Bombeo neumático 123 
4.6.2. Levantadores de presión en el lecho marino 124 
4.6.2.1. Bombeo electrocentrífugo en el lecho marino 125 
4.6.2.1.1. Sistema BEC en jumper 125 
4.6.2.1.2. Sistema BEC Horizontal 126 
4.6.2.1.3. Bombeo con separador caisson-BEC 126 
4.6.2.2. Bombas multifásicas 127 
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4.6.2.2.1. Tornillos gemelos 129 
4.6.2.2.2. Bombas helico axiles 129 
4.6.2.3. Bombeo neumático en el riser 130 
4.7. Configuración de la arquitectura submarina 131 
4.8. Aseguramiento de flujo 133 
4.8.1. Asfaltenos 135 
4.8.1.1. Control y remediación para la precipitación de asfaltenos 137 
4.8.2. Ceras 138 
4.8.2.1. Problemas que se ocasionan por la formación de ceras 140 
4.8.2.2. Control para la formación de ceras 141 
4.8.3. Incrustaciones 143 
4.8.4. Hidratos de metano 145 
4.8.4.1. Control para la formación de hidratos 146 
4.8.5. Emulsiones 147 
4.8.6. Espumas 148 
4.8.7. Flujo bache 149 
4.8.8. Producción de arenas 150 
 
5. Factores Ambientales y Técnicos que Generan Problemas en la 
Infraestructura de Aguas Profundas 152 
5.1. Factores geofísicos 152 
5.1.1. Huracanes 152 
5.1.2. Corrientes marinas y oceánicas 154 
5.2. Factores geológicos 158 
5.3. Factores físicos y químicos 159 
5.3.1. Hidratos de metano 159 
5.3.2. Corrosión 161 
5.3.2.1. Factores que inducen la corrosión 162 
5.3.2.2. Control de la corrosión 162 
5.3.3. Erosión 165 
5.3.3.1. Tipos de erosión 166 
5.3.3.2. Control de la erosión 167 
5.3.4. Cambios generados por la temperatura 168 
 
6. Efectos en el Medio Ambiente por las Actividades Petroleras en 
Aguas Profundas 170 
6.1. Efectos de baja intensidad 170 
6.2. Liberación de fluidos al medio ambiente 171 
6.3. Derrames de petróleo 173 
6.3.1. Respuesta a los derrames 173 
6.4. Métodos de limpieza de los derrames 175 
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6.4.1. Métodos naturales 175 
6.4.2. Métodos físicos 176 
6.4.3. Métodos químicos 177 
6.5. Caso ejemplo de derrame de petróleo y su impacto ambiental 178 
6.5.1. Efectos de los hidrocarburos derramados 179 
 
7. Casos de Campos Petroleros en Aguas Profundas 183 
7.1. Parque das Conchas 183 
7.1.1. Perforación de los pozos 185 
7.1.2. Terminación de los pozos 185 
7.1.3. Producción del Parque das Conchas 186 
7.2. Campo Dalia 188 
7.2.1. Descripción del yacimiento y características de los fluidos 189 
7.2.2. Pozos desviados y horizontales perforados a través de los 
 árboles submarinos 190 
7.2.3. Terminación de los pozos productores, e inyectores de gas y agua 192 
7.2.4. Producción de Dalia 193 
7.3. Thunder Horse 195 
7.3.1. Perforación y terminación de los pozos 195 
7.3.2. Producción de Thunder Horse 197 
Conclusiones y Recomendaciones 198 
Nomenclatura 200 
Lista de figuras 203 
Lista de tablas 209 
Bibliografía 210 
 
 
 
 
 
 
 
FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
 
 1 
Introducción 
 
Desde que el ser humano habitó por primera vez la Tierra, éste ha buscado la forma de acceder a 
los recursos que la naturaleza le ofrece, debido a las necesidades que ha tenido que ir cubriendo. 
Sin embargo estas necesidades con el paso del tiempo han ido aumentando, lo que conlleva que 
los seres humanos busquen cada vez más recursos que le ayuden a mejorar su calidad de vida, ya 
no sólo cubriendo las necesidades básicas como son la sed, el hambre si no también su 
comodidad. 
La energía (ya sea solar, eólica, geotérmica, etc.) ha tenido un papel fundamental para el 
desarrollo de las sociedades y para mejorar la calidad de vida del ser humano; como ejemplo se 
tiene el fuego que representa el primer contacto del hombre con la energía. Posteriormente, en el 
siglo XVIII, con la llegada de la revolución industrial dada por la invención de diversas máquinas 
dentro de las cuales destaca la máquina de vapor de James Watt, se logró una evolución 
imprescindible en la manera de trabajo en diversos sectores de la economía primero en Europa y 
después en el resto del mundo, lo cual cambio en muchos aspectos la forma de vida del ser 
humano. 
Con el aumento del desarrollo industrial en la civilización se comenzó a reingeniar la sociedad 
completa en cuanto a su forma de pensar y sus actividades, existiendo posteriormente filosofías 
como la de Auguste Comte que afirmaba que la ciencia y la industria traían consigo prosperidad y 
felicidad a las naciones, este pensamiento comenzó a ligarse con el aumento en el nivel de vida a 
causa del uso de herramientas u objetos que lograban simplificar trabajos y dar espacio para otras 
actividades. Así mismo la invención del motor de combustión interna ayudó a hacer eficiente el 
trabajo usando como recurso la energía proveniente de combustibles. 
Dadas las condiciones anteriores, el aumento de la tecnología y el deseo de los países por ampliar 
sus territorios para tener mayores recursos naturales, comenzaron los conflictos bélicos 
mundiales del siglo XX, la primera y segunda guerra mundial, en las cuales los países en conflicto 
requirieron grandes provisiones de energía para solventar las necesidades de sus ejércitos. 
Como sabemos, los hidrocarburos han sido utilizados de diversas formas en diferentes 
civilizaciones antiguas y a lo largo del tiempo, no obstante en el siglo XX se convirtió en el 
energético más importante , es por eso que con el sistema tecnológico y la demanda de petróleo 
para generación de electricidad y transporte (así como otros usos), ha requerido de la extracción 
rápida y continua de los yacimientos petroleros más grandes del planeta, en la que muchas veces 
no se ha tenido la planeación ni una racionalidad adecuada; no obstante esta necesidad inevitable 
ha traído consigo la búsqueda insaciable del valioso recurso que cada vez ha aumentado en más 
su valor económico por la aparente declinación de los grandes yacimientos. 
FUNDAMENTOS Y OPERACIONES DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN AGUAS PROFUNDAS 
 
 
 
 
 2 
La industria petrolera ha sido orillada a volcarse sobre los yacimientos más recónditos, profundos 
y con una dificultad técnica mayor, esta necesidad probablemente ha propiciado la creación de 
sistemas tecnológicos complejos que desafían las fuerzas más grandes de la naturaleza, algunas 
veces dominándola, algunas otras errando, originando daño a su entorno y pérdidas económicas. 
Dentro de la industria petrolera uno de los nuevos retos se encuentra en los yacimientos en aguas 
profundas y ultraprofundas, lugar en el que se han dado grandes avances durante los últimos diez 
años. 
El desarrollo de tecnología para perforar, y producir los hidrocarburos de estas áreas ha sido 
acelerado. Esta tecnología ha mejorado la ya utilizada en equipos de tierra y aguas someras, ya 
sea con materiales que resisten ambientes más abrasivos y condiciones extremas, o combinando 
equipos para mejorar la ya existente, así como la invención de nuevos dispositivos. 
Realmente la industria en aguas profundas está iniciando a pesar de que los campos se 
descubrieronhace ya varios años; en la mayoría de los campos la perforación de pozos empezó en 
los noventas, iniciando su producción la mayoría de estos campos entre el 2000 y el 2010, 
mientras muchos otros aún no producen ni son perforados. Así mismo, cabe aclarar que 
actualmente no se cuenta con un reglamento internacional en el que se estipule a que 
profundidad se considera ya un yacimiento de aguas profundas y ultraprofundas, cada país tiene 
su propio criterio para determinar esto, sin embargo la tecnología utilizada y los métodos son los 
mismos o muy similares. 
En México la exploración que se tiene en yacimientos de aguas profundas y ultraprofundas es muy 
reciente, puesto que hace unos cuantos años no se tenía la necesidad de explorar otras áreas, sin 
embargo los yacimientos con los que México lograba abastecer su producción de hidrocarburos 
está declinando, por lo que se ha requerido iniciar la búsqueda en otras áreas. Es por esto que la 
industria del petróleo en México requiere del conocimiento de las tecnologías existentes, no sólo 
para poder incorporarse y competir al inminente ambiente de las aguas profundas sino también 
para poder dominar y generar las técnicas adecuadas para la correcta explotación en beneficio de 
la nación, cuidando de la seguridad tanto del medio ambiente como de su personal y de los 
intereses económicos del país. 
En junio del 2012 PEMEX inició la perforación de dos pozos exploratorios Supremus-1 y Trion-1 en 
el área conocida como Cinturón Plegado Perdido en aguas ultraprofundas del Golfo de México, 
anunciando el 29 de agosto del 2012 el descubrimiento de petróleo, después de la perforación del 
pozo Trión 1, ubicado a 177 km de la costa de Tamaulipas, confirmando la presencia de 
yacimientos de crudo ligero en la provincia de Cinturón Plegado Perdido. El pozo Trión-1 fue 
perforado a 2,500 metros (m) de tirante de agua y a una profundidad de 4.5 kilómetros (km), 
incluyendo la corteza del lecho marino. 
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 3 
Las operaciones en yacimientos en aguas profundas y ultraprofundas son muy costosas, es por 
ello que debe realizarse una buena planeación antes de iniciar la etapa de exploración, así mismo 
se deben realizar los análisis necesarios para determinar que equipos son los más aptos para tener 
un desarrollo del proyecto exitoso, buscar la forma de tener la mejor caracterización posible del 
yacimiento, evitándose lo más posible los riegos que se puedan presentar, ya que al ser 
profundidades mayores los riesgos incrementan, y un accidente en este tipo de campos puede ser 
realmente catastrófico, no sólo por lo que la empresa puede llegar a perder sino también por los 
daños irreversibles que se pueden ocasionar al medio ambiente. 
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4 
Capítulo 1 
Principios de la Explotación en Aguas Profundas 
 
1.1 Definición de aguas profundas 
La evolución natural que se ha tenido en la explotación y exploración de hidrocarburos en el 
mundo ha estado relacionada con la facilidad de la extracción de los fluidos, dándose primero en 
tierra y zonas lacustres, para pasar posteriormente a zonas de aguas someras marinas. En la 
actualidad se están explorando y explotando zonas con mayor dificultad como las aguas 
profundas y lugares tan inhóspitos como el Polo Norte (ambientes no convencionales). 
En la industria petrolera el término de aguas profundas (AP) es utilizado en dos sentidos, el 
primero se refiere a los procesos de flujo gravitacional de sedimentos marinos, medios ambientes 
y sus depósitos. El segundo es la definición ingenieril, y se refiere a la profundidad del tirante de 
agua específicamente a profundidades mayores de 500 m, siendo la profundidad a la cual los 
equipos tradicionales de desarrollo no pueden ser utilizados. 
Los proyectos son catalogados como aguas profundas o ultraprofundas dependiendo del sistema 
de regulación que ha sido establecido por cada país, ya sea por detalles técnicos, económicos o 
ambientales. Como ejemplo tenemos: Estados Unidos de América que de acuerdo a “U.S. 
Department of the Interior Minerals Management Service Gulf of Mexico OCS Region” la 
profundidad a la cual se considera aguas profundas es igual o superior a 305 m (1000 pies), 
mientras que aguas ultraprofundas la profundidad es igual o mayor a 1524 m (5000 pies). En 
México, PEMEX consideró por mucho tiempo la misma profundidad que Estados Unidos de 
América, sin embargo actualmente PEMEX define a los tirantes de agua mayores o iguales a 500 
m como aguas profundas, y para aguas ultraprofundas tirantes iguales o mayores a 1,500m 
(Figura 1). 
 
 
País 
Aguas 
Someras (m) 
Aguas 
Profundas (m) 
Aguas 
Ultraprofundas (m) 
México (PEMEX) <500 500-1500 ≥1500 
Brasil (APN) <400 400-2000 ≥2000 
Estados Unidos de América (MMS) <305 305-1524 ≥1524 
Noruega <300 300-1500 ≥1500 
Tabla 1.1 Consideración de AP según el país. 
 
 
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5 
 
Figura 1.1 Clasificación de la zona marina de acuerdo con PEMEX. 
 
 
1.2 Localización de aguas profundas en el mundo 
Las principales regiones en las que existen aguas profundas son: el Golfo de México, en las costas 
de Brasil, Mar del Norte, y las costas de África. La siguiente imagen muestra las regiones donde 
existen reservas probadas y recursos prospectivos en el mundo para tirantes mayores a los 500 
m. 
 
 
Figura 1.2 Reservas probadas y recursos prospectivos en AP (Baker Hughes Reservoir Blog, 2012). 
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6 
1.3 Descubrimientos mundiales en aguas profundas 
Actualmente existe una gran cantidad de países en los que ya sea por compañías nacionales o 
extranjeras se han realizado descubrimientos de yacimientos en aguas profundas y 
ultraprofundas. La mayoría de los descubrimientos se hicieron en los 90´s, sin embargo, fue a 
partir del año 2000 cuando se dio inicio a las operaciones en estos campos. 
A continuación se mencionan algunos de los yacimientos por país descubiertos en aguas 
profundas tomando en cuenta la definición que PEMEX ha establecido para este término. 
 Nigeria 
En este país se obtuvieron las primeras licitaciones en aguas profundas en el año 1990, sin 
embargo fue hasta 1996 que se descubrió Abo, el primer campo en aguas profundas de Nigeria, 
iniciando su producción hasta el año 2003, cuenta con tirantes de agua entre 550 m y 800 m. En 
este país se descubrieron dos campos gigantes en aguas profundas, Bonga a cargo de la 
compañía Shell, en un rango de tirante de agua de 1,000 m aproximadamente (con una 
producción diaria de 200 mil barriles de crudo diarios) y Usan a tirantes de agua entre 750 m y 850 
m, iniciando su producción en febrero del 2012. Así mismo se encuentra el campo Bosi con 1,458 
m de tirante de agua, descubierto en 1999; y el campo Egina descubierto en el 2003, con tirantes 
de agua entre 1,500 m y 1,750 m. 
 Angola 
Al igual que en Nigeria, el año en el que se hizo el descubrimiento del primer campo petrolero en 
Angola para aguas profundas fue en 1996 llamado Girassol a un tirante de agua de 1,360 m, el cual 
inició su explotación en el 2001 con una producción de 200,000 barriles por día (bpd). 
Posteriormente en 1997 se descubrió el campo Dalia a tirantes de agua entre 1,200 m y 1,500 m, 
inició su producción hasta el año 2006. En 1998 se descubrió el campo Rosa, a un tirante de agua 
de 1,350 m, con reservas probadas y probables que ascienden a los 370 millones de barriles. Hasta 
el 2011 en Angola había 82 campos en aguas profundas con tirantes de agua desde los 500 m 
hasta los 2,436 m, de los cuales sólo 26 se encontraban produciendo (Petroleum Economist). 
 Guinea Ecuatorial 
En el caso de este país el primer descubrimiento en aguas profundasfue el campo gigante Zafiro, 
con la perforación del pozo Zafiro-1 en 1995, su producción inició en 1996 contando con una 
producción inicial de 40 mil barriles diarios de acuerdo con Exxon Mobil, el tirante de agua de este 
campo va de 600 m de profundidad hasta los 1,500 m. 
 Ghana 
La compañía Kosmos Energy descubrió en el 2008 a un tirante de agua de 1,320 m el primer 
yacimiento de aguas profundas en este país nombrado Mahogany. 
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7 
 Congo 
El descubrimiento de yacimientos en aguas profundas en este país data desde el año 1995, con el 
campo Bilondo, y fue hasta el 2004 que se descubrió Mobim, mientras que en el 2007 se encontró 
el campo Moho. Estos tres campos son conocidos como Moho-Bilondo, iniciando su explotación 
en el 2008 a cargo de la compañía Total, ubicados a tirantes de agua entre los 600 m y 900 m. 
 Mauritania 
En el año 2001 la empresa australiana Woodside descubrió el campo Chinguetti, el cual se 
encuentra a un tirante de agua de 791 m, iniciando su producción en el 2006 con 15 Mbpd. Esta 
misma empresa descubrió el campo Tiof en el año 2003 a un tirante de agua de 1,080 m. 
 Costa De Marfil 
La fecha de descubrimiento del primer campo en aguas profundas en este país fue en 2001, 
Boabab a un tirante de agua de 1,000 m, su producción arrancó en el 2005. Posteriormente se 
descubrió el campo Espoir que inició su producción en el 2002 a un tirante de agua de 600 m y 
Acajou descubierto en el 2003 a 930 m de tirante de agua. 
 Indonesia 
La empresa Chevron es quien ha explorado las zonas en aguas profundas de Indonesia, siendo su 
primer descubrimiento en 1997 a un tirante de agua de 520 m, el segundo que actualmente se 
encuentra produciendo fue nombrado West Seno, el cual en el 2008 producía más de 40 mil 
barriles diarios. Campo en el que se construyó un sistema combinado de una plataforma de 
piernas tensionadas (TLP), dos unidades flotantes y ductos que conducen los hidrocarburos a 
tierra firme. 
 Filipinas 
En el año 1989 fue descubierto el yacimiento Camago a un tirante de agua 736 m, por la compañía 
Shell, la cual en 1992 descubrió Malampaya, yacimiento que inició su producción de gas en el 
2001. 
 Japón 
Cuenta con un único campo en aguas profundas conocido como Sanriku Oki ubicado a 857 m de 
tirante de agua. 
 India 
Su primer campo en aguas profundas fue descubierto en el 2000 llamado “Krishna”. Este país 
cuenta actualmente con cuatro campos en aguas profundas, iniciando su producción de gas en el 
2009. 
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8 
 Malasia 
En el 2002 la empresa estadounidense Murphy descubrió el campo gigante Kikeh a un tirante de 
agua de 1,330 m, iniciando su producción a finales del 2007, con una producción de 100 mil 
barriles diarios. Así mismo en el 2003 se descubrió el campo Gumusut a 1,200 m de tirante de 
agua. 
 Australia 
En este país se descubrieron en los 90´s cuatro yacimientos en aguas profundas: Chrysaor en 
1994, Dianysus en 1996, Gargon un año más tarde y Enfield en 1999, de los cuales sólo éste último 
se encuentra produciendo actualmente. Entre el año 2000 y 2005 se descubrieron seis 
yacimientos a tirantes de agua entre 780 m y 1,321 m, dentro de los cuales se encuentra el súper 
gigante Jansz. 
 Noruega 
Cuenta con un único campo en aguas profundas Ormen Lange, descubierto en 1997, productor de 
gas desde octubre del 2007, su producción se destina a Reino Unido por medio de un gasoducto 
con una longitud de 1,200 km e instalado a una profundidad entre 850 m y 1,100 m. 
 Reino Unido 
En 1994 se descubrieron dos campos Cuillin Central y Cuillin South, para 1995 se descubrió Alligin, 
los tres campos se ubican al noroeste de Escocia, cerca de las islas Faroes, y aún no inician su 
producción. 
 Israel 
Se han descubierto tres campos en aguas profundas, el primero Noa en 1999 a un tirante de agua 
de 779 m, y en el 2007 Tamar y Mari-B, éste último a 1,646 m de tirante de agua aunque también 
se localiza en tirantes de agua someros. En el 2010 se descubrió el campo de gas Leviathan a un 
tirante de agua de 1,645 m. 
 Egipto 
Egipto cuenta con diez campos en aguas profundas, siendo su primer descubrimiento el campo 
Saffron en 1998, iniciando su producción en el año 2003. Los campos de este país fueron 
descubiertos entre 1998 al 2002, sólo cinco de ellos se encuentran produciendo. 
 Brasil 
Este país descubrió su primer campo en 1985 a un tirante de agua de 835 m, este campo fue 
nombrado Marlim e inició su producción en 1991. Brasil cuenta con 38 campos en aguas 
profundas descubiertos entre 1985 y 2008, de los cuales sólo 19 se encuentran produciendo. En el 
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9 
2007 se descubrió el campo que hasta el momento es el más profundo en este país a un tirante de 
agua de 2,231 m, el campo Tupi. 
 Estados Unidos de América 
Hasta 1997 en Estados Unidos de América existían dieciséis campos localizados en tirantes de 
agua entre 609 m y 914 m, veintiuno mayores a 914 m y menores o iguales que 1,219 m y 
dieciocho mayores a 1,219 m. En el 2003 se dio el descubrimiento del campo Tubular Bells a 
tirantes e agua entre 1,310 m y 1,400 m, localizado en Luisiana. 
 México 
Se encuentra en una fase primaria en la incursión hacia aguas profundas debido a que no se había 
tenido gran actividad de exploración y delimitación de yacimientos en este ambiente. 
La importancia en la exploración y desarrollo de yacimientos en AP en México radica en la gran 
cantidad de recursos prospectivos que se han estimado en el Golfo de México profundo con cerca 
de 29 mil 500 MMbpce (50% del total de recursos prospectivos de la nación), representando así 
riesgos grandes pero a la vez una gran oportunidad de riqueza petrolera, la cual no podrá ser 
producida instantáneamente al descubrimiento, por lo que se requiere llevar a cabo estrategias a 
largo plazo, las cuales deberán comenzar lo más pronto posible para alcanzar las ganancias de los 
precios elevados actuales del petróleo. 
A partir del 2003 México inició la perforación de pozos en aguas profundas con la intención de 
incorporar nuevas reservas, el primer pozo que perforó PEMEX en estas áreas fue Chuktah-201 a 
un tirante de agua de 513 m, pozo que resultó seco. 
Sin embargo, PEMEX continúo con la perforación de pozos exploratorios en el Golfo de México 
Profundo perforando en el 2004 el pozo Nab-1 en un tirante de agua de 679 m, resultando 
productor de aceite extrapesado. En el 2006 se incorporaron 1,722 miles de millones de pies 
cúbicos de gas no asociado con la perforación de los pozos Noxal-1 y Lakach-1 perforados a 
tirantes de agua de 935 m y 988 m respectivamente. En el 2007 se perforó el pozo Lalail-1 ubicado 
a 93 km al noroeste del puerto de Coatzacoalcos, Veracruz a un tirante de agua de 806 m. 
Durante el 2008 se perforó el pozo Tamil-1 a un tirante de agua de 778 m resultando productor de 
aceite, así mismo se perforaron los pozos Chelem-1 y Tamha-1 a 810 m y 1,121 m respectivamente 
resultando pozos no exitosos. 
En el 2009 se incorporaron reservas de gas húmedo no asociado con la perforación del pozo Leek-
1 a un tirante de agua de 851 m, el cual arrojó por medio de pruebas de producción mediciones de 
22.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural. 
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10 
Para el 2010 se perforaron los pozos Lakach-2DL a 1,196 m de tirante de agua y Labay-1 a 1,700 m 
de tirante de agua, mientras que en el 2011 se perforó el pozo Piklis-1 a un tirante de 1,945 m, 
resultando los tres pozos productores de gas. 
En el 2012, en un área de 12 km2, a 115 millas náuticas del puerto El Mezquital del municipio de 
Matamoros, PEMEX inició en junio trabajosen aguas profundas del Golfo de México en el 
proyecto conocido como Área Perdido, perforando los pozos exploratorios Supremus-1 y Trion-1. 
El 29 de agosto del 2012 PEMEX anunció el descubrimiento de petróleo en aguas ultraprofundas, 
después de la perforación del pozo Trión 1, ubicado a 177 km de la costa de Tamaulipas, 
confirmando la presencia de yacimientos de crudo ligero en el área Cinturón Subsalino del 
Proyecto Área Perdido. Este pozo se localiza al 39 km al sur de la frontera territorial, su 
perforación inició en el mes de junio del 2012 con la plataforma Bicentenario, perforado a 2,500 m 
de tirante de agua y a una profundidad actual de 4.5 km, incluyendo la corteza del lecho marino. 
El espesor total impregnado del pozo es de 320 m, con una porosidad de 18% a 25% y una 
permeabilidad de hasta 250 milidarcys (mD), con un flujo estimado de 10 Mbpd. 
Así mismo el 5 de octubre del 2012, se anunció el descubrimiento de un nuevo yacimiento al 
confirmar la presencia de crudo ligero en el pozo Supremus-1, perforado a 2,900 m de tirante de 
agua, siendo este pozo el de mayor tirante de agua perforado hasta el momento por PEMEX. Este 
pozo se localiza a 250 kilómetros de Matamoros, con un espesor total impregnado de 30 m, 
porosidad del 33% y una permeabilidad de 340 milidarcys (mD). 
En México, PEMEX continúa hasta la fecha con los trabajos de exploración en aguas profundas 
con el fin de encontrar más áreas en las que haya presencia de hidrocarburos. 
1.4 Reservas y producción de EUA, Noruega, Brasil y México en aguas profundas 
Estados Unidos de América, en el 2009 había descubierto ya 11 mil millones de barriles de 
petróleo crudo equivalente (bpce) en el Golfo de México norteamericano, contabilizando al 1º de 
enero del 2010 3.3 millones de barriles de petróleo crudo y 12 billones de pies cúbicos de gas en 
reservas probadas. Así mismo en el año 2009 la producción de crudo del Golfo de México 
norteamericano en aguas profundas representó el 80% del Golfo, y el 23% de EUA. 
En Noruega al 1º de enero del 2010 se contaba con 558 millones de barriles de condensado y 9.5 
MMMMpc de gas en reservas. 
Brasil en su campo Marlim descubierto en 1985, cuenta con una reserva recuperable de 1.7 
MMMbpce, con un volumen original in situ de aproximadamente 9 MMbpce. Mientras que el 
campo Albacora-Leste tiene un total de reservas certificadas de 534 millones de barriles de 
petróleo y 32.6 millones de barriles equivalentes de gas, de los cuales 409 millones son reservas 
probadas. Así mismo este país hasta junio del 2007 producía 1.5 millones de barriles por día, 
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11 
superando su producción en el 2010 a 2 millones de bpd, en la Cuenca Campos, (conformado por 
los campos antes mencionados). 
México al primero de enero del 2012 contaba con 736.1 MMbpce en reservas 3P. Con el 
descubrimiento que se hizo al perforar el pozo Trión-1, las evaluaciones preliminares 
establecieron un rango promedio de reservas 3P a incorporar de 350 MMbpce. Mientras que el 
pozo Supremus-1 podría incorporar entre 125 a 447 MMbpce. 
1.5 Provincias petroleras mexicanas en aguas profundas 
Los yacimientos mexicanos en aguas profundas se localizan en el Golfo de México en un área que 
se extiende en más de 550 mil km2 a lo que PEMEX ha dividido en siete provincias petroleras 
debido a sus características estructurales, Cinturón Plegado Perdido, Salina del Bravo, Cordilleras 
Mexicanas, Planicie abisal, Salina del Istmo, Cinturón Plegado Catemaco y Escarpe de Campeche. 
Estas provincias se dividen en tres áreas exploratorias y son: Golfo de México B, Golfo de México 
Sur y Área Perdido. En la siguiente imagen se presenta la localización de dichas provincias 
petroleras: 
 
Figura 1.3 Provincias petroleras del Golfo de México Profundo (PEMEX). 
 
 
Estas provincias geológicas están en rocas generadoras del Jurásico y almacenadoras del Terciario 
y Mesozoico, destacando su complejidad las provincias que se ven afectadas por la tectónica 
salina. 
 
 
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12 
Algunas características geológicas de las principales provincias son: 
1.5.1 Cinturón Plegado Perdido 
Comprende arenas turbidíticas del Eoceno y Oligoceno en estructuras compresivas de grandes 
dimensiones. Está echado abajo de la Franja de Sal Alóctona, se formó un cinturón plegado y 
fallado originado por un emplazamiento de sal y deslizamiento gravitacional sobre la cima de la 
sal jurásica, que involucra a la secuencia mesozoica. Las estructuras parecen estar nucleadas por 
sal, siendo alargadas, muy grandes (de más de 40 km) y apretadas. Este cinturón subyace a 
tirantes de agua de entre 2,000 y 3,500 m. Hasta el 2011 se contaba con 7,150 km2 en sísmica 3D. 
Las rocas almacenadoras están dentro de la columna mesozoica calizas fracturadas de aguas 
profundas y en el Terciario turbiditas siliciclásticas. 
1.5.2 Provincia de las Cordilleras Mexicanas 
Se caracteriza por la presencia de estructuras plegadas muy alargadas, cuyos ejes se orientan en 
dirección Norte-Sur. Su origen está relacionado con deslizamientos por gravedad de la cubierta 
sedimentaria. Estas estructuras corresponden a la extensión Sur del Cinturón Plegado de las 
Cordilleras Mexicanas, mismas que se asocian a un despegue regional localizado en la secuencia 
arcillosa del Eoceno. Se tiene arenas turbidíticas del Eoceno-Plioceno en pliegues gravitacionales 
esbeltos de gran longitud. 
Esta provincia se localiza en tirantes de agua de 500 -3,500 m, hasta el 2011 se contaba con 18,600 
km2 de sísmica en 3D. 
Uno de los pozos perforados en esta provincia es el pozo Lakach-1 que fue perforado en el 2006 
frente a las costas del estado de Veracruz, a 131 km al noroeste del Puerto de Coatzacoalcos, 
Veracruz alcanzando el fondo marino a la profundidad de 988 m. Con este pozo se descubrió el 
primer yacimiento de gas no asociado en aguas profundas del Golfo de México en rocas del 
Mioceno. 
El volumen original 3P de gas natural es 1,732.7 MMMpc. Las reservas 3P estimadas son 1,301.8 
MMMpc de gas, que equivalen a 268.5 MMbpce. Las reservas probadas y probables ascienden a 
308.5 y 364.4 MMMpc, respectivamente. 
En el marco tectónico, el campo Lakach es un anticlinal que se encuentra al sur del alineamiento 
Lakach-Labay, con dirección noroeste a sureste. Este alineamiento se ubica en el límite sureste de 
las Cordilleras Mexicanas. El pozo Lakach-1 atraviesa una columna geológica que comprende 
rocas del Pleistoceno hasta el Mioceno Inferior, constituida por intercalaciones de horizontes 
arcillosos con limolitas y areniscas líticas. Las rocas que constituyen los yacimientos son del 
Mioceno Inferior formadas principalmente por areniscas líticas y limolitas, y corresponden a 
complejos de abanicos turbidíticos y canales submarinos en un ambiente de talud. 
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13 
La roca sello de la parte superior e inferior de ambos yacimientos, está constituida principalmente 
por lutitas con espesores mayores a 30 m y distribución lateral amplia inferior. La trampa que 
presenta es de tipo combinada, estructuralmente se encuentra confinado por un anticlinal 
asimétrico con cierre propio a nivel de los yacimientos. La respuesta sísmica de los yacimientos 
presenta claros indicadores directos de hidrocarburos, los límites de sus anomalías son 
concordantes con los contornos estructurales. 
Los resultados de los análisis isotópicos realizados a las muestras de gas recuperados en el pozo 
Lakach-1, muestran rocas generadoras afines a las rocas del Jurásico Superior Tithoniano 
presentando una elevada madurez térmica. 
Se presentan dos yacimientos, el primero formado por arenisca lítica de granulometría fina a 
gruesa, matriz limo-arcillosa y cementante calcáreo, con porosidadprimaria intergranular y 
porosidad secundaria móldica de 15% a 28%, medida en el laboratorio a partir de los núcleos que 
se cortaron en este yacimiento. En las pruebas de producción se registró un gasto de 25 MMpcd 
de gas. Mientras que el segundo está formado por arenisca lítica de grano fino a grueso, matriz 
limo-arcillosa y escaso cementante calcáreo, con intercalaciones de areniscas conglomeráticas y 
conglomerados poligmíticos. La porosidad es primaria intergranular y secundaria de tipo móldica 
de 15% a 25% y saturación de agua de 31%, resultando un espesor neto de 38 m. En las pruebas de 
producción registró un gasto de 30 MMpcd de gas. 
1.5.3 Provincia Salina del Golfo Profundo ó Cuenca Salina del Istmo 
Conformada por calizas mesozoicas y areniscas en estructuras complejas asociadas a tectónica 
salina, ubicada en tirantes de agua de 500 a 3,000 m. Los pozos perforados han permitido 
descubrir dos yacimientos de aceite extrapesado. 
La columna sedimentaria mesozoica y terciaria se encuentra fuertemente afectada por la 
presencia de grandes canopies de sal e intrusiones salinas con raíz profunda que dan origen a la 
deformación y en algunos casos al rompimiento de las estructuras mesozoicas y terciarias, que 
influyeron activamente en la sedimentación, dando lugar a la formación de minicuencas por 
evacuación de sal donde los sedimentos del Plioceno quedan confinados, pudiendo llegar a 
formar trampas de tipo estratigráfico. En este sector de la Cuenca Salina del Istmo existen 
numerosas evidencias de la presencia de aceite, el cual está siendo expulsado a la superficie del 
fondo marino a través de fallas. 
El pozo Lalai-1 se localiza frente a las costas del estado de Veracruz, a 93 km al noroeste del 
puerto de Coatzacoalcos, Veracruz a un tirante de agua de 806 m. Geológicamente se ubica en el 
límite oeste de la provincia Salina del Istmo. Con este pozo se descubrió un yacimiento de gas no 
asociado en rocas del Mioceno Inferior. 
Por medio de este pozo se descubrieron dos yacimientos. El primero se encuentra en el intervalo 
2,347-2,431.5 m, del cual su roca almacén es de arenas y areniscas líticas de grano fino a grueso, 
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14 
con una consolidación pobre, matriz casi ausente, sus constituyentes son granos de cuarzo 
anguloso, plagioclasas, muscovita, fragmentos líticos calcáreos y abundantes fragmentos líticos 
volcánicos. La porosidad primaria intergranular y secundaria móldica se encuentra en el rango de 
15% a 28%. En las pruebas de producción se registró un gasto de 18.1 MMpcd de gas. Mientras 
que el segundo se encuentra entre 2,257 y 2,333.5 m, formado por arenisca lítica de grano fino a 
grueso, matriz limo-arcillosa y escaso cementante calcáreo, con intercalaciones de areniscas 
conglomeráticas y conglomerados poligmíticos. La porosidad primaria es intergranular y la 
secundaria de tipo móldica de 15% a 25%. En las pruebas de producción, el yacimiento registró un 
gasto de 3.2 MMpcd de gas. 
Su geología estructural consta de alineamientos en dirección noreste a suroeste, afectados por 
cuerpos salinos. Se interpreta que la expulsión de sal en esta área ocurrió principalmente durante 
el Pleistoceno-Reciente, debido a que se observan plegamientos y cuñas sintectónicas derivados 
de la contracción pliocénica. La estructura es un anticlinal con cierre contra fallas inversas al 
noroeste y sureste, y presenta una falla al noreste del pozo que separa la estructura en dos 
bloques principales. 
La columna geológica del campo comprende rocas sedimentarias siliciclásticas que van en edad, 
desde el Mioceno Inferior al Reciente Pleistoceno. Las cimas cronoestratigráficas se fijaron 
mediante el análisis de foraminíferos planctónicos índices en las muestras de canal y núcleos. 
Mediante resultados de estudios de bioestratigrafía de alta resolución se interpreta que el 
paleoambiente de depósito de las rocas del yacimiento corresponde a un complejo de abanicos 
submarinos distribuidos en una batimetría que fluctúa de nerítica externa a batial superior. 
La roca sello de los plays del Oligoceno y Mioceno son capas de lutitas. Para el Oligoceno, se 
tienen espesores de más de 100 m, en tanto que para las secuencias arenosas del Mioceno 
Inferior-Medio, se tienen intercalaciones arcillosas de 30 m a 50 m de espesor, presentando un 
paquete de lutitas de más de 500 m de espesor que corresponde a la secuencia transgresiva del 
Plioceno Inferior. Esta secuencia arcillosa del Plioceno presenta un adelgazamiento hacia el norte, 
en dirección a las aguas profundas del Golfo de México. 
El tipo de trampa que presenta esta provincia es combinada; su estructura se encuentra confinada 
por un anticlinal asimétrico con cierre propio a nivel de los yacimientos. La roca generadora es del 
Jurásico Superior Tithoniano, en ambiente marino carbonatado con cierta influencia siliciclástica. 
1.5.4 Cinturón Plegado Catemaco 
Esta provincia está formada por rocas sedimentarias del Terciario formando pliegues de 
orientación preferencial noreste-suroeste. Dicha deformación se asocia al evento Chiapaneco del 
Mioceno medio y tardío. 
El pozo Noxal-1 fue perforado en esta zona, localizado frente a las costas del estado de Veracruz a 
102 km al noroeste del Puerto de Coatzacoalcos, Veracruz, con un tirante de agua de 935 m. El 
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15 
pozo Noxal-1 ayudó en la incorporación de un nuevo yacimiento de gas no asociado en areniscas 
con intercalaciones de limolitas de Edad Plioceno Inferior. 
Con el pozo Noxal-1, se obtuvo una estratigrafía que comprende rocas que van desde el Reciente 
Pleistoceno al Mioceno Inferior, y está constituida por intercalaciones de horizontes arcillosos con 
areniscas líticas y limolitas. Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis de 
foraminíferos en las muestras de canal y núcleos cortados por el pozo. El yacimiento se localiza a 
nivel Plioceno Inferior, el cual forma parte de complejos turbidíticos y canales submarinos 
depositados en un ambiente de talud. 
La trampa se ubica en un anticlinal con cierre propio a nivel de yacimiento y está limitado por 
fallas inversas en los flancos noroeste y sureste. La roca sello en la parte superior e inferior del 
yacimiento se constituye de lutitas con espesores mayores a 200 m. Por otro lado los resultados 
de los análisis isotópicos que se realizaron a las muestras de gas recuperadas del pozo Noxal-1, 
mostraron que el origen de las rocas generadoras tienen afinidad a las rocas del Jurásico Superior 
Tithoniano que presentan una elevada madurez térmica. 
El yacimiento está constituido por areniscas líticas de granulometría fina a muy fina que gradúa a 
limolita, en matriz limo-arcillosa y cementante calcáreo, con porosidad primaria intergranular y 
secundaria de tipo móldica de 16% a 22%, y saturación de agua entre 30% y 50%. El yacimiento 
de Edad Plioceno Inferior resultó productor con un gasto de 10 MMpcd de gas y está localizado en 
el intervalo 2,134-2,202 m. 
1.6 Exploración de hidrocarburos en aguas profundas 
La operación de exploración petrolera se refiere a la actividad por medio de la cual es posible 
descubrir nuevos yacimientos y así poder incorporar reservas, ya sea de gas o de aceite. La 
probabilidad de éxito que tiene va de un 10% a un 40%, el cual depende en gran medida de la 
tecnología con la que se cuenta. Esta actividad se debe visualizar como una fase de inversión, 
puesto que el valor del proyecto depende de la información que se obtenga en esta etapa. 
La exploración dentro de la industria petrolera ha tenido sus altibajos, teniendo grandes avances 
en cuanto a la tecnología utilizada para poder descubrir nuevos yacimientos en nuevas áreas. 
A partir de los 90´s se ha dado un gran desarrollo tecnológico en la exploración petrolera,ya que 
se cuenta con bases de datos de mayor tamaño, modelos tridimensionales, mapas 
computarizados así como mayor capacidad de procesamiento y nuevos métodos, lo que ha 
permitido el descubrimiento de más y mayores campos. 
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16 
 
Figura 1.4 Métodos y etapas de exploración (Moreno y Díaz-Navarro, 2012). 
 
 
1.6.1 Prospección geofísica 
La sísmica es el método más utilizado dentro de la exploración en la industria petrolera y el que 
mejores resultados ha brindado, siendo éste método el que ha permitido que la exploración en 
aguas profundas sea un éxito. En los 80´s este método evolucionó pasando de la sísmica 2D a la 
3D, que junto con la capacidad computacional y procesamiento de datos le ha sido posible realizar 
levantamientos 3D, prosperando poco a poco para mejorar estos modelos y proveer imágenes 
más precisas con el fin de incrementar la probabilidad de éxito en la exploración petrolera. La 
sísmica involucra cuatro etapas: adquisición, procesamiento, visualización e interpretación. 
En aguas profundas la actividad sísmica es la base para la recopilación de datos, así como la 
localización de yacimientos, realizándose esta actividad por medio de barcos equipados para 
recolectar datos sísmicos del subsuelo. Sin embargo la sísmica no permite analizar todo lo que se 
requiere a tirantes de agua más profundos, es por eso que el uso de la gravimetría y la 
magnetometría han tenido un auge importante en los yacimientos localizados en estas áreas, los 
cuales se complementan con la prospección sísmica con lo que se pueda tener una mejor 
interpretación. Al realizar la aplicación correcta en conjunto de estas herramientas, se disminuye 
el riesgo que se tiene en la exploración, dando lugar a velocidades sísmicas mejoradas así como la 
obtención de modelos geológicos integrados. 
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17 
Las áreas prospectivas subsalinas en aguas profundas han demostrado ser difíciles para la 
obtención de imágenes utilizando datos de los primeros levantamientos 3D. A pesar de que los 
datos sísmicos proporcionan información para realizar operaciones exploratorias exitosas, la 
mayoría de los casos no logran arrojar imágenes de calidad en las formaciones de sal. 
Lo anterior dio como resultado el desarrollado de nuevos métodos para la obtención de datos 
dentro de los cuales están: sistemas de adquisición de datos con sensores unitarios “Q-marine”, lo 
que incrementa la resolución de las imágenes sísmicas; la utilización de un nuevo método sísmico 
llamado registro en círculos, resultando eficaz para la obtención de imágenes debajo de la sal y de 
otras capas reflectivas; perfiles sísmicos verticales (VSP), técnicas de adquisición de datos 
sísmicos durante la perforación; el uso de la gravimetría y magnetometría, iniciando su aplicación 
en los 20´s perdiendo importancia a inicios de los 90´s, debido a los avances acelerados que se 
dieron en la sísmica. 
Por otro lado, la tecnología electromagnética (EM) ha sido adaptada para aguas profundas, donde 
los equipos de exploración integran los datos EM con los sísmicos para mejorar la resolución 
estructural y localizar las reservas de hidrocarburos con gran precisión. 
Dentro de las nuevas tecnologías que ayuda a solucionar los problemas de definición de 
estructura en la exploración del subsuelo, se encuentran los levantamientos sísmicos de cobertura 
amplia (WAZ, por su nombre en inglés). Este método proporciona los datos de todas las 
trayectorias de ondas sísmicas que viajan en diferentes direcciones, así como el incremento en la 
relación señal-ruido demostrando tener una buena resolución en ambientes heterogéneos. 
Para las formaciones de sal estas trayectorias sísmicas han sido mejoradas con el uso de WAZ lo 
que mejora la iluminación en las capas por debajo de la sal, en especial alrededor de los límites. 
La tecnología WAZ presenta variantes en la geometría de las embarcaciones, con lo que se 
descubrió que al realizar la adquisición WAZ en dos direcciones de navegación opuestas en tres 
orientaciones diferentes el subsuelo se cubría seis veces, y el conjunto de estos datos lograban un 
registro tridimensional más completo. Al darse cuenta que al tomar datos en varias direcciones 
ofrecía un mejor modelo 3D, se decidió retomar la idea propuesta en 1980 de navegar en círculos 
alrededor de un punto establecido, sobre todo en los domos salinos, lo cual ahora es posible ya 
que los cables sísmicos se pueden mantener en un desplazamiento lateral durante el viraje del 
barco. Así mismo las capacidades de posicionamiento, sensores marinos y arreglos de fuentes que 
suministran una penetración profunda actualmente, permiten la adquisición sísmica con la 
geometría circular. 
1.6.1.1 Perfil sísmico vertical 
Los levantamientos de sísmica de pozos (conocido también como VSP), es una de las técnicas 
más versátiles de medición de fondo de pozo con que se cuenta hasta el momento. Este método 
vincula las imágenes sísmicas de superficie basadas en el tiempo con los registros de pozos 
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18 
basados en la profundidad y se clasifica según la geometría del levantamiento que se determina 
por el desplazamiento de la fuente, la trayectoria del pozo y la profundidad del arreglo de 
receptores. Este tipo de sísmica reduce el riesgo durante la perforación de sedimentos subsalinos 
mediante la obtención de relaciones de velocidades sísmicas más precisas antes de que el pozo 
salga de la sal. 
1.6.1.2 Implementación de gravimetría y magnetometría a la exploración petrolera en aguas 
profundas 
La gravimetría y magnetometría son dos métodos geofísicos conocidos como métodos 
potenciales, utilizados comúnmente para la exploración de grandes áreas, visualización de nuevas 
cuencas y su delimitación. 
En el Golfo de México es un procedimiento normal la adquisición de datos magnéticos y 
gravimétricos de alta resolución complementados con estudios 2D y 3D. 
Actualmente las áreas que son exploradas para descubrir yacimientos son ideales para la 
utilización de gravimetría y magnetometría, puesto que ya se cuentan con los conocimientos y 
herramientas necesarias para la conjunción de estos estudios con la prospección sísmica; 
sumándole la facilidad de adquisición de datos potenciales, los bajos costos de sondeos, el buen 
entendimiento de los algoritmos utilizados en los procesos de información e interpretación. Es 
por ello que la combinación de estas tecnologías, han hecho más rápida y eficiente la exploración 
en zonas que no habían sido exploradas. 
Por lo general, el uso de la gravimetría y magnetometría se aplica en áreas donde es muy difícil o 
imposible que la sísmica se realice. Como ejemplo de esto se tienen los bloques de sal, donde la 
sísmica es muy efectiva sólo para dar las imágenes de la superficie del bloque, sin embargo 
debido a la alta velocidad que tiene la sal es difícil la visualización mientras se atraviesa dicho 
bloque. 
Así mismo los avances en software han tenido mucho que ver en el uso de la gravimetría y 
magnetometría, puesto que estos proveen la habilidad de mostrar con eficacia, evaluar 
rápidamente y además de la experimentación dinámica con un conjunto de datos que ayuda a 
reducir el riesgo e incrementar la capacidad de prospección en la exploración. A lo que es mucho 
mejor contar con un software que integre la gravimetría, magnetometría con la sísmica u otro 
dato ya sea geofísico o geológico. 
En la actualidad es común que los barcos que adquieren datos sísmicos, realicen al mismo tiempo 
la adquisición de datos gravimétricos, tomando en la mayoría de los casos un dato por segundo 
brindando con ello datos de alta calidad. 
 
 
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19 
 
Figura 1.5 Utilidad de los métodos potenciales en la exploración petrolera (Moreno y Díaz-Navarro, 2012). 
 
 
1.7 Planeación de la explotación de yacimientos en AP 
En todos los proyectos de la industria petrolera es necesario que se cuente con una planeación 
detallada en la cual se estipulen y administren las etapas a seguir para el desarrollo de un campo. 
En aguas profundas debido a los altos costos de cada una de las operaciones, las limitantes y los 
riesgos del entorno, se hace necesario de una planeación aún más minuciosa. 
La planeación requiere de una fuerte base de sustento la cual proporcionará la información de 
entrada para el desarrollo de cualquier yacimiento o campo. 
El sustento del proyecto recaerá en las áreas encargadas del modelado estático y dinámico del 
yacimiento, las cuales en un primer esfuerzo de comprensión del campo basarán su evaluación en 
información exploratoria obtenida de la sísmica, gravimetría, magnetometría, estudios de 
sistemas petroleros, campos cercanos y perforación de pozos exploratorios en los cuales se 
necesita de la mayor toma de información posible para lograr el modelado estático y el cálculo de 
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20 
reservas, se requiere tener una evaluación de información cíclica la cual disminuya la 
incertidumbre de tener una acumulación de hidrocarburos no comercial en el yacimiento que 
ponga en riesgo el valor económico de la inversión. Con esto se pretende complementar poco a 
poco la información para tener mayor conocimiento del yacimiento, continuar con el análisis del 
proyecto, evaluar que se ha hecho bien hasta el momento, modificar lo que sea necesario para no 
presentar errores y así poder seguir adelante con los calendarios planeados. 
Con la información obtenida se debe realizar una evaluación exhaustiva en la cual se muestren 
todos los caminos viables para desarrollar el yacimiento, así como las medidas que se deberán 
tomar en caso de presentarse algún obstáculo, las tecnologías y equipos que se requieren para 
realizarlo, la inversión y los costos que se estiman; todos estos parámetros deben ser integrados 
en un análisis de sensibilidad el cual nos ayudará a determinar que opción presentará más 
beneficios, con lo que se logrará establecer cuantos pozos deben ser perforados, si es necesario el 
uso de pozos inyectores, de sistemas artificiales, que tecnología y equipo son los más óptimos 
dadas las condiciones del campo, las medidas que se requieren para lograr el aseguramiento de 
flujo, como deberá ser la terminación de cada pozo y que características deben cumplir los 
sistemas submarinos de producción y las instalaciones superficiales 
En la figura 1.6 se puede observar la necesidad de integrar diferentes disciplinas para obtener 
diversos datos, pretendiendo incrementar la comprensión de cada yacimiento en AP, con el fin de 
tener una base confiable en la toma de decisiones para el plan de explotación, en el cual estarán 
integradas actividades y estudios como: 
 Modelo de yacimiento del subsuelo 
 Estrategia de drene y localizaciones de fondo de pozo 
 Plan de desarrollo de campos petroleros 
 Ingeniería y tecnología de diseño de pozos 
 Metodología de intervención de pozos 
 Diseño e instalación de líneas de conducción y plataformas 
 La integración permite ver como las decisiones tomadas en un área afectan todas las 
otras áreas 
 
La planeación será clave para lograr el éxito en el desarrollo de un proyecto en aguas profundas, 
estando presente a lo largo de toda la vida del mismo para poder retroalimentarlo y así generar 
mejores prácticas (ver figura 1.7), producto de la experiencia de operación de las compañías 
involucradas; así mismo se requiere de una evaluación continua con el fin de obtener información 
necesaria para analizar la evolución de cada etapa, las cuales en su mayoría son dependientes 
entre sí y podrán afectar o no el desempeño de la siguiente. 
 
 
 
 
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Figura 1.6 Integración de la información para entender el yacimiento (Schlumberger). 
 
 
 
 
Figura 1.7 Refinación de un proyecto de explotación en AP(Schlumberger). 
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22 
Para lograr que la actividad de planeación sea exitosa, se debe contar con la sinergia de todas las 
disciplinas participantes en el desarrollo de un campo, siendo clave la comunicación y la 
planeación conjunta. Adicionalmente se requiere de la colaboración y eficiencia de las empresas 
que proveen los equipos, ya que la mayoría son diseñados y fabricados especialmente para cada 
campo, elevando el tiempo de entrega y desarrollo del proyecto así como el aumento de posibles 
retrasos. 
En general, una planeación de proyectos en AP debe contener las siguientes consideraciones: 
 Características del yacimiento y de los fluidos a producir 
 Número de pozos necesarios para su explotación dependiendo del área de drene y 
eficiencia de cada pozo 
 Tipo de terminación de los pozos 
• Energía del yacimiento 
• Declinación 
• Tirante de agua 
• Infraestructura necesaria para la explotación y las características que debe cumplir 
• Localización del campo 
• Condiciones ambientales y meteorológicas a lo largo del año 
• Recuperación secundaria y mejorada 
• Bombeo artificial 
• Procesamiento del hidrocarburo 
• Disponibilidad de equipos 
• Calendario de actividades 
• Intervenciones necesarias 
• Aseguramiento de flujo 
• Logística de abastecimiento 
• Abandono del campo 
Lo cual hace necesario de una integración y evaluación de las necesidades que se presentarán a 
futuro y que requieren ser consideradas para no modificar el desempeño del proyecto y su 
desarrollo. El aseguramiento de flujo y el mantenimiento de las instalaciones son dos factores que 
generalmente son considerados como correctivos, sin embargo en AP no se pueden tener este 
tipo de filosofías por lo que se hace necesario la prevención, aun cuando parezcan gastos 
innecesarios. 
El éxito de la planeación de los proyectos de explotación de hidrocarburos en AP solo será 
confirmado después de abandonar el campo, debido al alto riesgo y tiempo de recuperación de la 
inversión, por lo que se hace necesario un cambio de visión a largo plazo así como también de la 
compresión de los riesgos existentes en toda la vida del proyecto. 
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23 
Finalmente dentro de la planeación de los proyectos en AP deben ser considerados todos los 
posibles efectos que pueden causarse al medio ambiente, considerando tomar las medidas de 
precaución necesarias para evitarlos o dañar lo menos posible. Así mismo se debe establecer 
claramente el proceso por medio del cual se dejará al ambiente submarino lo más parecido a 
como fue encontrado antes de iniciar el proyecto, y los costos que esto generará.
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24 
Capítulo 2 
Perforación en Aguas Profundas 
 
La perforación en aguas profundas es una de las actividades más críticas en la explotación de 
hidrocarburos costa afuera. El diseño, ejecución y control deben de ser lo más preciso posibles 
debido a que un error en este ambiente puede ocasionar grandes pérdidas humanas, ambientales 
y/o económicas. 
La actividad más riesgosa de la perforación en aguas profundas, es al perforar pozos exploratorios 
puesto que en ese momento no se han podido determinar las presiones anormales exactas que 
serán enfrentadas, por lo cual se requieren modelos de gradiente de presión y presión anormal lo 
más cercano a la realidad. Existiendo adicionalmente un riesgo asociado a no encontrar 
acumulaciones de hidrocarburos económicamenterentables. 
Las unidades de perforación costa afuera (MODU, por su nombre en inglés) llevan su propio 
equipo de perforación, conformado de una tubería de perforación, tubería pesada de perforación, 
lastra barrenas, llaves, cuñas, elevadores, sarta de perforación, herramientas de pozo, etc. La 
mayoría de estos elementos deben cumplir con los estándares del API (American Petroleum 
Institute). 
2.1 Instalaciones superficiales de perforación 
Las instalaciones superficiales en aguas profundas son el pilar de las operaciones de perforación, y 
pueden tener capacidades y características diferentes según el tipo de tecnología utilizada. A 
continuación se describirá una breve historia de su evolución así como la descripción de las 
unidades superficiales de perforación utilizadas actualmente en aguas profundas. 
2.1.1 Evolución de las instalaciones marinas 
El desarrollo tecnológico necesario para solventar las necesidades que van surgiendo en la 
sociedad, presenta cada vez más y mayores innovaciones conforme transcurre el tiempo, lo que 
dentro de la industria petrolera no se queda fuera. Tal es el caso de las plataformas que se han 
utilizado a lo largo del tiempo para poder perforar pozos y extraer los hidrocarburos en las zonas 
marinas, evolución que se ha presentado debido a la necesidad de explotar ambientes no 
convencionales y más riesgosos. 
Los primeros pozos petroleros que tenían como objetivo yacimientos bajo algún cuerpo de agua 
fueron perforados con plataformas de madera construidas sobre pilares de éste mismo material 
generalmente con 3 m de profundidad de tirante de agua en el Gran Lago St. Marys localizado en 
el estado de Ohio, EUA, alrededor del año 1891. Los primeros problemas de perforar bajo 
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percusión como se realizaba en el pasado consistían en que el tirante de agua generaba 
resistencia a la caída del sistema de perforación, lo cual causaba menor daño a la roca con una 
precisión nula, por lo que para solucionar estos problemas se generaron los primeros risers que 
tenían como fin aislar el tirante de agua de la zona a perforar. 
Poco a poco se descubrieron yacimientos en tirantes de agua más profundos lo cual dificultaba la 
instalación de los pilotes debido al movimiento de los barcos de instalación y a la baja precisión 
con la que se montaban, por ello se decidió construir estructuras con un material más resistente. 
Fue hasta el año 1948 en el campo “Grand Isle” a un tirante de agua de 14 m donde se tuvo la 
primera plataforma con estructura de acero, misma que estaba conformada por 25 columnas de 4 
pilares cada una, con lo que se soportaba la plataforma. 
Debido a que los yacimientos se localizaban a tirantes de agua cada vez más profundos, la 
construcción de plataformas con piernas de acero más largas provocaba que éstas tuvieran mayor 
flexibilidad, dando como resultado la pérdida de estabilidad causado por las corrientes marinas, 
donde incluso las piernas podían llegar a romperse, por lo que se buscó la forma de tener mayor 
soporte. Como resultado de esto, se construyeron plataformas con soporte o patas de concreto, 
como ejemplo se tiene la plataforma “Beryl Alpha”, ubicada en el Mar del Norte, con un tirante de 
agua de 120 m, construida en 1975. 
 
Figura 2.1 Plataforma Beryl Alpha. 
 
 
En 1978 la compañía Shell instaló la plataforma Cognac con un tirante de agua de 311 m. Esta 
plataforma pesaba aproximadamente 50,000 toneladas, siendo la plataforma de perforación y 
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26 
producción fija más grande hasta ese momento. La plataforma Cognac no sólo utilizó tecnología 
nueva, si no también requirió de la ayuda de buzos para posicionar, alinear y ensamblar las 3 
partes de la estructura de acero de la que está compuesta. Cognac inició su producción en 1982 
con 72,000 barriles de aceite y 100 millones de pies cúbicos de gas por día. 
En 1984 se utilizó por primera vez una plataforma de piernas tensionadas en el campo Hutton, 
ubicado en el Mar del Norte de la zona británica con un tirante de agua de 148 m. Sin embargo fue 
en 1989 que la empresa Shell anunció la construcción de la TLP “Auger”, la cual sería instalada a 
una profundidad de 870 metros en el Golfo de México, rompiendo el récord en profundidad de 
una plataforma de perforación y producción. Dicha plataforma tuvo su primera producción el 15 
de abril de 1994. 
Las plataformas SPAR fueron utilizadas por primera vez en el año 1996 en el campo Neptuno, 
ubicado en el Golfo de México, a una profundidad de 588 m. En el año 2009 la empresa Shell 
utilizó esta tecnología a una profundidad de 2,838 m, en el campo Perdido, ubicado en el Golfo de 
México. 
 
Figura 2.2 Spar, proyecto Perdido Shell. 
 
 
En los últimos años se ha empezado a utilizar una tecnología conocida como “posicionamiento 
dinámico” con la que las plataformas y barcos por medio de potentes propulsores son recolocados 
en el punto exacto en el que deben permanecer, contrarrestando el movimiento del mar. Para 
esto es necesario el uso de sistemas GPS (Global Positioning Systems) que mediante 
triangulación satelital y la utilización de sistemas automatizados por computadora, comparan las 
posiciones y rectifican automáticamente la posible traslación, controlando los motores y 
propulsores de la plataforma. Esta técnica es muy utilizada en plataformas y barcos de 
exploración y mantenimiento de pozos, evitando así el uso de sistemas de anclaje que además de 
costosos, no presentan la versatilidad de un barco o plataforma con posicionamiento dinámico. 
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27 
2.1.2 Instalaciones superficiales de perforación para Aguas Profundas 
2.1.2.1 Plataformas de piernas tensionadas 
La idea básica detrás del concepto de una plataforma de piernas tensionadas era hacer una 
estructura que en parte fuera rígida y en parte flexible. Por lo que las plataformas TLP se definen 
como estructuras flotantes, pero también pueden ser clasificadas como plataformas fijas. En 
general las TLP son similares a las columnas estabilizadas de plataformas fijas con la excepción de 
que la flotabilidad de las TLP excede su peso por lo que el equilibrio vertical de las plataformas 
requiere cables tensos conectados con la estructura superior de la plataforma al fondo del mar. 
Estos cables tensos son conocidos como piernas tensionadas o tendones. 
Estas plataformas son estructuras flotantes fijadas debajo del agua con anclas y cables de 
diferente tensión. La flotación de la plataforma ayuda a mantener los cables tensos, aunque la 
forma en que se encadenan puede tener un impacto. Se emplean para la perforación de pozos en 
aguas profundas a tirantes de agua entre 460 m y 2,200 m. 
 
Figura 2.3 Plataforma de piernas tensionadas. 
 
 
Los cables de la plataforma están diseñados para ser flexibles pero resistentes, permitiendo 
movimientos horizontales, con lo que se evita la rotura y desgaste debido a la constante lucha 
contra la fuerza del mar. Así mismo los cables se tensan lo suficiente para que el movimiento 
vertical no sea posible. 
Un elemento importante de estas plataformas son las juntas flexibles (flex-joints), fabricadas de 
acero y material elastómero, permitiendo que la estructura se desplace horizontalmente sin 
provocar deformación en los tensores. 
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Su instalación es sencilla ya que no requiere barcazas grúa. Presentan gran estabilidad en 
condiciones meteorológicas severas. Los elementos verticales son anclados al fondo marino por 
medio de una estructura de acero cimentado mediante pilotes. 
El costo de la TLP incrementa conforme el tirante de agua es mayor debido a los cables de 
anclaje,